Планирование производственной программы предприятия нефтяной и газовой промышленности Ромашкинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Планирование производственной программы предприятия нефтяной и газовой промышленности Ромашкинского месторождения

Содержание

Введение

1. Теоретические аспекты планирования производственной программы на предприятиях нефтегазового комплекса

1.1 Планирование производственной программы

1.2 Планирование эффективной программы нефтедобывающего предприятия

2. Анализ планирование производственной программы на предприятиях нефтегазового комплекса на примере Ромашкинского месторождения

2.1 Характеристика предприятия нефтегазового комплекса Ромашкинского месторождения

2.2 Анализ планирование производственной программы на примере Ромашкинского месторождения

2.3 Производственная программа Ромашкинского месторождения на 2021

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

Осуществление государством в последнее десятилетие макроэкономических реформ создало условия для повышения активности всех субъектов рыночной экономики. Сбалансированный план представляет фирме вполне ощутимые блага: четкую мгновенную программу производственной деятельности, эффективную обратную связь, апробированную стратегию совершенствования производства, высокую трудовую мораль работников, всеобщую устремленность персонала фирмы к инновациям, сокращение издержек производства. Управление предприятием стало невозможным без эффективного планирования его деятельности и контроля выполнения планов.

Одновременно план является руководством к действию. Он используется для проверки идей, целей, для управления предприятием и прогнозирования результатов деятельности. По мере реализации и при изменении обстоятельств, план может уточняться путем корректировки соответствующих показателей.

Цели функционирования предприятия: получение прибыли, удовлетворение потребностей населения, выполнение обязательств перед государством. Предприятие начинает разработку программы с определенной сферы деятельности и рассчитывает для себя объем производства основанный на исследовании и мониторинге рынка данного товара финансовых возможностей фирмы и мощности предприятия.

Производственная программа - основная составная часть плана предприятия, определяющая объём и состав продукции, которая должна быть произведена в плановом периоде.

Планирование на предприятии в условиях рыночных отношений должно быть ориентировано на потребителя, носить прогнозный характер, поскольку базируется на неполной информации. В процессе планирования определяется глобальная цель развития предприятия, и все частные решения служат условием для достижения поставленной цели.

На сегодняшний день для создания конкурентного, рентабельного предприятия необходимо знать структуру формирования, организации экономической деятельности, основные принципы финансовой деятельности предприятия, направления, рынок деятельности предприятия. Этим и обуславливается актуальность выбранной данной темы.

Актуальность данной курсовой программы заключается в том, что в настоящее время для эффективного управления предприятием специалисту необходимы глубокие экономические знания, грамотность и компетентность в организации производства, умение определять требования рынка, рассчитывать как запланированные объемы производства, затраты и цены на товар повлияют на доходность предприятия.

Объект исследования Ромашкинское месторождение.

Предмет исследования планирования производственной программы предприятия нефтяной и газовой промышленности планирование производственной программы предприятия нефтяной и газовой промышленности планирование нефтегазовый производственный

Цель курсовой программы: изучить планирование производственной программы предприятия нефтяной и газовой промышленности на примере Ромашкинского месторождения.

Для достижения поставленной цели, необходимо решить следующие задачи:

- изучить теоретические аспекты планирования производственной программы на предприятиях нефтегазового комплекса: рассмотреть особенности планирование эффективной программы нефтедобывающего предприятия;

- проанализировать планирование производственной программы на предприятиях нефтегазового комплекса на примере Ромашкинского месторождения, определить производственную программу Ромашкинского месторождения на 2021г.

1. Теоретические аспекты планирования производственной программы на предприятиях нефтегазового комплекса

1.1 Планирование производственной программы

Производственная программа является ключевым разделом текущего (годового) плана-прогноза предприятия. Ее еще называют планом производства и реализации продукции. В производственной программе находит отражение необходимый объем производства продукции в плановом периоде, который соответствует по номенклатуре, ассортименту и качеству требованиям плана продаж. Этот раздел самым непосредственным образом определяет для предприятия в целом, отдельных его цехов и участков задания по использованию существующих и вводу в действие новых производственных мощностей, потребность в материально-технических ресурсах, численности персонала, транспорте [7, С. 145].

Разработка данного раздела годового плана-прогноза решает следующие задачи:

- максимально загрузить производственные мощности предприятия;

- наиболее полно использовать основные фонды, материальные и трудовые ресурсы;

- увеличить выпуск высококачественной продукции;

- обеспечить безусловное выполнение государственного заказа и договорных обязательств с потребителями выпускаемой продукции.

В качестве исходных данных для разработки этого раздела применяются [5, С. 251]:

- показатели достигнутого уровня объемов производства продукции и ее реализации предприятием;

- производственная мощность предприятия и его отдельных цехов и производственных участков;

- система договорных обязательств и заказы на производство продукции;

- научно-производственные рекомендации, прогрессивные нормы и нормативы;

- размеры и перспективы развития сырьевых зон для предприятий пищевой и перерабатывающей промышленности.

При анализе хода выполнения плана производства и реализации продукции всесторонне изучаются все факторы, оказавшие как положительное, так и отрицательное влияние на достигнутые результаты в предплановом периоде и сопоставлении их по годам, кварталам и месяцам. При этом особое внимание следует обращать на выполнение объемов и сроков поставок продукции по всей номенклатуре и ассортименту, выявление резервов повышения эффективности производства и качества продукции [9, С. 89].

План производства и реализации продукции разрабатывается в следующей последовательности:

1) производство и реализация продукции в натуральном выражении;

2) производство и реализация продукции в стоимостном выражении;

3) изменение остатков готовой нереализованной продукции;

4) баланс производственных мощностей и их использование.

Производственная программа предприятия, в том числе нефтегазодобывающего - план производства и реализации продукции по объему, ассортименту и качеству.

Главная задача при составлении плана производства - подтвердить расчетами, что производство в состоянии реально производить необходимое количество товаров в нужные сроки и требуемого качества [11, С. 197].

В плане указываются: состав оборудования, поставщики сырья, материалов, комплектующих изделий, условия поставки по цене, количеству и качеству.

Этапы разработки производственной программы на нефтегазодобывающем предприятии:

Этап 1. Вся продукция ранжируется с учетом интересов предприятия и возможностей ее сбыта. Для этого на основе экспертных оценок специалистов разрабатывается ранговая таблица.

Этап 2. Оцениваются параметры (показатели), которые зависят от назначения продукции и конъюнктуры.

Величина параметров заносится в таблицу в той последовательности, по которой оценивает рынок.

Получивший оценку определенный показатель качества продукции принимается за эталон, которому присваивается величина, равная единице. Эксперты оценивают качество выпущенной продукции и выставляют соответствующую оценку.

Этап 3. Определяется степень спроса продукции на рынке. Существует четыре степени спроса: неограниченный, ограниченный, эпизодический, нулевой.

Этап 4. Продукция оценивается по степени конкурентоспособности.

Этап 5. Изучают факторы, влияющие на конкурентоспособность, и сопоставляют их с параметрами факторов главных конкурентов.

Технико-экономическое планирование на нефтегазодобывающих предприятиях в условиях рыночной экономики [11, С. 204].

Технико-экономическое планирование предусматривает разработку целостной системы показателей развития техники и экономики предприятия в их единстве и взаимозависимости как по месту, так и по времени действия. В ходе данного этапа планирования обосновываются оптимальные объемы производства на основе учета взаимодействия спроса и предложения на продукцию и услуги, выбираются необходимые производственные ресурсы и устанавливаются рациональные нормы их использования, определяются конечные финансово-экономические показатели и т.п.

Цель технико-экономического планирования заключается в реализации выработанной стратегии путём разработки плана развития предприятия.

Главными задачами технико-экономического планирования на предприятиях нефтегазодобычи являются:

· разработка на основе выбранного "бизнес-портфеля" ассортиментно-номенклатурных планов;

· определение потребности в ресурсах (производственных мощностях, основных фондах, материальных, трудовых и финансовых ресурсах);

· обеспечение пропорционального развития имущественно-производственного комплекса нефтегазодобывающего предприятия;

· определение потребности в инвестициях;

· обеспечение снижения издержек производства и себестоимости выпускаемой продукции;

· обеспечение соответствующего "качества жизни" персонала предприятия (производительность труда, уровень оплаты, условия труда, условия быта, социально-психологический климат, безопасность жизнедеятельности) [11, С. 215].

План технико-экономического развития нефтегазодобывающего предприятия включает следующие разделы:

1. План производства и реализации продукции.

2. План организационно-технического развития.

3. План материально-технического обеспечения.

4. План по труду и его оплате.

5. План по себестоимости и прибыли.

Сложившаяся методология планирования ориентирована на обеспечение согласования и увязки целей и конкретных задач с ресурсами, а также на определение средств и методов наиболее эффективного достижения поставленных целей и обеспечивающих их задач в рамках нефтегазодобывающего предприятия.

Организационно процесс планирования на нефтегазодобывающих предприятиях осуществляется "сверху - вниз" [13, С. 147].

На высшем уровне управления определяются цели, основные направления деятельности предприятия, главные производственные и социальные задачи его развития. На этом уровне организуется взаимоувязка и координация всех звеньев хозяйственного механизма.

На подчиненных уровнях управления цели и задачи предприятия конкретизируются применительно к деятельности каждого подразделения (производственного отделения, дочерней компании и других структурных образований). На этом уровне осуществляется также технологическое планирование, устанавливающее пропорции и объемы производства по всем видам выпускаемой продукции.

Все плановые задания согласуются с конкретными исполнителями и окончательно утверждаются высшим руководством предприятия.

1.2 Планирование эффективной программы нефтедобывающего предприятия

Деятельность современного предприятия нефтидобывающего комплекса строится на основе большого числа различных планов и программ, в том числе и программ повышения эффективности и энергоресурсосбережения.

Предприятия нефтедобывающего комплекса организуют свою работу, используя большое число различных планов и программ. Сюда можно отнести программы развития предприятия, планы поставок нефти и нефтепродуктов, программы технического перевооружения, капитального ремонта, реконструкции, оптимизации производственных мощностей, энергоресурсосбережения, экономии электроэнергии, автоматизации производства, повышения экологической и промышленной безопасности, повышения качества, инновационного развития, обучения персонала, социального развития и др. [8, С. 98].

Все это многообразие планов и программ включает массу разнообразных пунктов и мероприятий, реализация которых требует немалых средств. Для определения эффективности мероприятий используется много различных показателей, на основании которых делаются выводы о выполнении и эффективности применения того или иного пункта. Каждый пункт предполагает улучшение каких-то определенных характеристик программы предприятия. При этом часто мероприятие рассматривается отдельно, не всегда учитывается влияние мероприятия на изменение показателей пунктов других мероприятий. Т.е., при сосредоточении внимания на решении задачи максимального улучшения отдельно взятого показателя, могут быть ухудшены несколько других показателей программы предприятия.

Анализ многочисленных литературных источников [1-14] показывает большое разнообразие критериев и подходов к оценке эффективности программы нефтедобывающих месторождений и оборудования насосных станций. При этом результаты анализа не дают полной и однозначной картины, характеризующей эффективность планирования программы предприятия в целом, не позволяют получить однозначный ответ, какой набор мероприятий является лучшим, ответить на вопрос о разумности и достаточности вложения средств в выполнение программ. Требуются обобщенные критерии, позволяющие решать задачи оптимизации планирования программы предприятия.

Главная задача любого предприятия в условиях рыночной экономики - получение максимальной прибыли. Задача нефтедобывающего предприятия - осуществлять транспортировку большого, определенного на заданный период времени, объема нефти или продукта между пунктами приема и сдачи в оговоренные сроки с максимальной экономической отдачей.

По мере жизни предприятия планы эксплуатации, направления и объемы транспортировки, цены на программы, материалы и оборудование, экологические, социальные требования, уровни безопасности, технологии, нормативные требования и законы могут меняться.

Начальные решения, заложенные в проект нефтедобывающего предприятия, не всегда оказываются оптимальными вследствие отличия условий эксплуатации от проектных [10, С. 157].

Например, внедрение не предусмотренных первоначальным проектом технологий внутритрубной диагностики требует дополнительных конструктивных решений, сооружений, затрат, повышает гидравлическое сопротивление нефтепроводов, повышает удельные энергетические показатели перекачки; применение частотного привода и систем сглаживания волн давления увеличивает стоимость оборудования станций и тем самым ухудшает какие-то показатели эффективности программы предприятия.

Или, к примеру, снижение объемов транспортировки приводит к уменьшению числа используемых при перекачке насосов, уменьшение скорости потока нефти и продукта в нефтепроводе ведет к снижению удельных показателей энергопотребления, что улучшает показатели программ энергосбережения. Но одновременно, снижение объемов поставки приводит к уменьшению доходной части предприятия. Если остановить все насосы - будем иметь максимальный эффект по энергосбережению, а эффективность программы такого предприятия равна нулю, более того, предприятие будет убыточным[8, С. 98].

Экономический эффект программы предприятия в рыночных условиях определяется прибылью, получаемой как разница доходной и расходной части денежных средств, используемых для организации программы предприятия.

П = Д - З, (1)

где П - прибыль, основной эффект программы предприятия;

Д - доходная часть бюджета предприятия за период (год, 10 лет, время жизни предприятия);

З - расходная часть бюджета (затраты за тот же период).

Из формулы (1) следует что, для получения максимальной прибыли, оптимизация планирования программы предприятия должна быть ориентирована на повышение доходной и снижение расходной части.

Доходная часть может быть увеличена повышением тарифов перекачки и перевалки, увеличением объемов поставки, увеличением расстояния и изменением направления грузопотоков.

Уменьшению расходной части способствуют [6, С. 191]:

- уменьшение стоимости объекта (снижение стоимости строительства, изготовления, доставки, утилизации нефтепроводов, станций и их оборудования);

- повышение ресурса и надежности нефтепроводов и оборудования (увеличение срока жизни, сокращение затрат на ремонт и резервирование нефтепроводов и оборудования);

- улучшение характеристик и повышение к.п.д. оборудования (снижение затрат на энергоносители);

- оптимизация режимов транспортировки (снижение затрат на энергоносители, повышение экологической и промышленной безопасности эксплуатации);

- оптимизация сроков поставки, учет климатических и погодных условий (снижение затрат на энергоносители, стоимости выполнения работ);

- снижение закупочной стоимости энергоносителей (снижение затрат на электроэнергию, топливо, тепло);

- применение альтернативных источников энергии, солнечной, ветровой, гидравлической, геотермальной (снижение затрат на энергоносители);

- снижение гидравлического сопротивления нефтепроводов путем нагрева транспортируемой жидкости, применения присадок, специальных покрытий труб, изменения шероховатости, применения ультразвука, уменьшения коэффициентов местных сопротивлений, профилирования каналов и др. (снижение затрат на энергоносители);

- снижение эксплуатационных затрат (снижение затрат на ремонт, диагностику, обслуживание, охрану);

- повышение безопасности, снижение экологических рисков (уменьшение страховых платежей, снижение затрат на поддержание экологической и пожарной безопасности);

- автоматизация процессов контроля и управления (повышение промышленной и экологической безопасности, показателей качества программы нефтепроводов);

- повышение производительности труда, снижение трудоемкости, уменьшение числа работников и снижение зарплаты обслуживающего персонала (уменьшение фонда зарплаты);

- налоги (минимизация налоговых отчислений);

- прочие расходы предприятия (минимизация расходов).

Расходы и доходы предприятия за заданный период можно проиллюстрировать на примере, показанном на рисунке 1.

Рисунок 1 - Зависимости доходов и затрат нефтедобывающего предприятия от объемов перекачки

По оси абсцисс отложен объем перекачки предприятия за данный период. По оси ординат расходы (затраты) на осуществление производственной деятельности и доходы в денежных единицах за тот же период. Пунктирная линия 1 иллюстрирует постоянные расходы, не зависящие от объемов перекачки (содержание и отопление помещений, затраты на ремонт и обслуживание оборудования, охрана, пожарная и экологическая безопасность, основная зарплата персонала, страхование, налоги и пр.). Ступенька зависимости 1 в точке А говорит о том, что при малых производительностях не все насосные станции необходимы в работе, часть оборудования и персонала можно сократить. Ступенчатый пунктирный график 2 показывает необходимость дополнительных затрат по реконструкции при уменьшении или увеличении объемов транспортировки ниже (точка А) или выше проектных (точка В).

Аналогично же могут выглядеть затраты дополнительных мероприятий, изменяющих гидравлическое сопротивление нефтепроводов (строительство лупингов, применение присадок, изменение технологических схем и др.). Линия 3 показывает эксплуатационные затраты, линейно зависящие от объемов поставки, когда большие объемы перекачки нефти или продукта на одних и тех же режимах обеспечиваются более длительными промежутками программы нефтепроводов (нефтепроводы работают по временным циклам: работа, остановка). Линия 4 характеризует изменение затрат при росте производительности нефтепроводов, достигаемым увеличением скорости потока в нефтепроводе, что требует включения дополнительных насосных станций. Затраты мощности в этом случае пропорциональны производительности перекачки в третьей степени.

Скачок на линии 4 в сторону уменьшения в точке В показывает экономический эффект от мероприятий по снижению гидравлического сопротивления. Линия 5 - общая сумма производственных затрат предприятия, получена сложением графиков 1, 2, 3, 4. Линия 6 обозначает доходную часть бюджета, которая зависит от объема перекачанной нефти или нефтепродукта и тарифов на перекачку и перевалку.

Каждый из пунктов мероприятий производственных программ предприятия может быть отражен на подобных зависимостях рисунок 1 и влияет на изменение поведения линий. Причем один пункт мероприятий может изменить сразу несколько линий. На суммарном графике наглядно видна степень влияния каждого мероприятия на общий результат.

Для оценки целесообразности выполнения тех или иных мероприятий их планов и программ предприятия, определения необходимости строительства, реконструкции, ремонта или выбора правильной технологии эксплуатации нефтепровода требуются критерии сравнения различных вариантов возможной реализации технических решений, обеспечивающие выбор наилучшего из вариантов. Для этого используется большое число разнообразных критериев оптимизации. Подбор критериев определяется техническими и социальными задачами, долгосрочными или краткосрочными планами, уровнем развития науки и технологии.

Критерии эффективности программы нефтедобывающего предприятия можно подразделить на энергетические, экономические, социальные, экологические, критерии безопасности, надежности и др. Они могут быть удельными, отнесенными к единице продукции, производительности, мощности, затрат, времени, расстояния, массе, стоимости и пр.; абсолютными или комплексными, состоящими из нескольких критериев. Следует заметить, что оптимизация по одному критерию совершенно не гарантирует оптимальной программы предприятия в целом.

Например, удельные показатели энергопотребления или стоимости электроэнергии при перекачке на режимах с малой производительностью будут существенно ниже, чем при больших производительностях, что хорошо, но при этом прибыль от прокачки меньших объемов может быть существенно ниже в силу снижения доходной части, что плохо. Транспортировка по трубам большего диаметра или с применением противотурбулентных присадок, значительно улучшает удельные показатели электропотребления, но высокая стоимость присадки не всегда окупает ее применение для целей экономии электроэнергии. При определенных тарифах для нефтедобывающего предприятия существуют такие объемы и производительности перекачки, когда прибыль от транспортировки будет наибольшей, и эта производительность не всегда соответствует максимальной пропускной способности нефтипровода.

Также надо учесть, что на прибыль будут влиять не только тарифы на транспортировку, объемы перекачки и стоимость потраченной электроэнергии, но и стоимость закупки, обслуживания, диагностики и ремонта оборудования, стоимость энергоносителей, присадок, материалов, затраты на поддержание необходимого уровня надежности, промышленной и экологической безопасности нефтепровода, транспортные расходы, отчисления на зарплату и страхование, налоги и многое другое. Любое улучшение одного или нескольких критериев может влиять на изменение других показателей эффективности и несет за собой дополнительные затраты, что в конечном итоге также отражается на прибыли предприятия.

На рисунке 2 показана зависимость прибыли нефтедобывающего предприятия от объемов транспортировки.

Рисунок 2 - Зависимость прибыли нефтедобывающего предприятия от объемов перекачки

Из графика видно, что наибольшая экономическая отдача будет соответствовать определенному объему поставки нефти или продукта. При дальнейшем увеличении объемов перекачки прибыль может снижаться. Кроме этого просматриваются такие производительности, при которых прибыль (закрашено голубым) отсутствует или, даже, предприятие работает себе в убыток. Следовательно, планируя эффективную работу предприятия, необходимо ориентироваться на объемы перекачки и мероприятия, дающие максимальную прибыль. Мероприятия по реконструкции, экономии и др. способны смещать точку максимальной прибыли по производительности в нужную сторону и добиваться наибольшего экономического эффекта от комплекса мероприятий.

Из сказанного выше следует, что наиболее универсальным критерием планирования эффективной программы нефтедобывающего предприятия является прибыль.

Но для сравнительной оценки деятельности двух сходственных предприятий или для определения эффективности подразделений одного предприятия величина прибыли не является достаточной. Необходим относительный показатель эффективности, представляющий собой отношение прибыли к стоимости затрат единицы продукции, который называется рентабельностью [12, С. 164].

Р = П / З. (2)

Рентабельность можно определять за заданный календарный срок или за весь период существования предприятия. Единицей продукции нефтедобывающего предприятия может быть, например, прокачка 1 т нефти на 100 км. График зависимости рентабельности нефтедобывающего предприятия от объемов перекачки показан на рисунке 3. Зеленая область отмечает объемы поставки, при которых предприятие работает рентабельно. Выход за границы зеленой области говорит об убыточности производства, необходимости его закрытия или преобразования.



Рисунок 3 - Зависимость планируемой рентабельности нефтедобывающего предприятия от объемов перекачки

Сравнение рисунков 2 и 3 показывает, что максимумы рентабельности и прибыли имеют место при различных объемах перекачки.

Следовательно, достижение максимальной рентабельности и максимальной прибыли - это две разные задачи и, следует при планировании выбрать, какой из двух показателей приоритетнее. Но, в любом случае, стратегия улучшения программы нефтедобывающего предприятия путем оптимального планирования должна быть направлена на увеличение этих критериев. Предпочтение следует отдавать прибыли. При снижении показателей прибыли и рентабельности до нуля и ниже, работа предприятия становится убыточной и нецелесообразной. Изменение тарифов, постоянных затрат, технических условий перекачки может существенно изменить картину. Успех заключается в постоянном отслеживании изменяющихся входных параметров оптимизационной задачи и поиске и корректировке оптимальных затрат по каждому пункту мероприятий программ предприятия.

Все многообразие мероприятий, направленных на улучшение программы предприятия нефтедобывающего комплекса должно проверяться определением главных критериев, показывающих эффективность предприятия в целом. При этом необходимо учитывать взаимовлияние различных мероприятий из разных планов и программ предприятия друг на друга.

Такими обобщающими критериями могут выступить прибыль и рентабельность предприятия.

Планирование оптимальной программы предприятия следует проводить не по каждой программе или плану, а комплексно, с учетом всех имеющихся программ по условиям максимальной прибыли и рентабельности.

2. Анализ планирование производственной программы на предприятиях нефтегазового комплекса на примере Ромашкинского месторождения

2.1 Характеристика предприятия нефтегазового комплекса Ромашкинского месторождения

Ромашкинское нефтяное месторождение - вертикально интегрированная компания, осуществляющая деятельность по геологоразведке и добыче нефти и газа, а также переработке, маркетингу и сбыту нефти, газа и нефтепродуктов преимущественно в России[17].

Стратегическая цель Ромашкинское нефтяное месторождение в области разведки и добычи на суше - поддержание добычи и максимальное раскрытие потенциала действующих месторождений, рациональная реализация новых проектов для обеспечения устойчивого профиля добычи и максимального коэффициента извлечения углеводородов, а также экономически обоснованная разработка нетрадиционных и сложных коллекторов. Компания планирует эффективный перевод ресурсов в запасы и последующий ввод в разработку для поддержания добычи в традиционных регионах деятельности, создание новых кластеров нефтегазодобычи на базе месторождений

Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских месторождений мира. Расположено на южной вершине Татарского свода, в пределах крупного полого куполовидного поднятия. Его высота по отложениям девона составляет 60м. Общая мощность осадочного чехла около 2 км. Первый фонтан нефти на местоскоплении был получен в 1948 году в (скважине №3) из отложений франского яруса верхнего девона. Залежи выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Промышленная нефтеносность установлена также в карбонатных отложениях девона и карбона.

Предметом деятельности компании является обеспечение поиска, разведки, добычи, переработки нефти, газа, газового конденсата, а также реализации нефти, газа, газового конденсата и продуктов их переработки потребителям в Российской Федерации и за ее пределами, любые сопутствующие виды деятельности, а также виды деятельности по работе с драгоценными металлами и драгоценными камнями.

В строении площади принимают участие два структурно-геологических яруса: докемрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и терригенным отложениям девона не имеют принципиальных отличий.[16].

Основным объектом разработки площади являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта (Д 1), которые представлены двумя группами: высоко продуктивные и малопродуктивные. Объект разработки Д 1 представляется совокупностью трех типов пород-коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами. Фациальный состав коллекторов изменяется от тонкодисперсных алевролитов до песчаных фракций.

Ромашкинское месторождение в целом является типичным месторождением платформенного типа. Его геологический разрез сложен девонскими, каменноугольными и пермскими отложениями общей мощностью около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы. Залежи нефти Ромашкинского месторождения контролируются крупным тектоническим элементом территории - Южным куполом Татарского свода. Он представляет собой ассиметричное сводовое поднятие с неравномерным погружением склонов в прилегающие впадины.

В строении площади принимают участие два структурно-геологических яруса: докемрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и терригенным отложениям девона не имеют принципиальных отличий.

Ромашкинское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя (в терригенных отложениях -горизонты ДIV, ДIII, ДII живетского яруса, ДI - пашийского, ДО - кыновского горизонтов франского яруса, тульско-бобриковские отложения визейского яруса; в карбонатных отложениях). В горизонтах ДII, ДIII, ДIV терригенного девона залежи в основном, пластовые сводовые (ДII, ДIV) и литологически экранированные (ДIII), содержат в подошве воду.

Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. В ней в два раза больше серы (2,6%) и кокса (7,5%). Вязкость в пластовых условиях на порядок выше (до 30-40 сПз), газовый фактор значительно ниже (10-27 м ³ /т). В газе содержится свободный сероводород (3,9-10,8%).

В пермских отложениях нефтепроявления отмечены в обнажениях пород и по керну в ассельских, сакмарских, уфимских и казанских отложениях. В уфимских отложениях коллекторами являются высокопористые песчаники, в остальных горизонтах - пористые, кавернозные и трещиноватые доломиты и известняки. В данное время в промышленную разработку не вовлечены.[17].

Пористость песчаников колеблется от 15 до 26 %, проницаемость составляет от 40 до 2000 мД. Дебиты отдельных скважин из пласта Д(1) составляли до 400 т/сут. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи - Альметьевск. В настоящее время на Ромашкинском местоскоплении пробурено более 8 тысяч скважин. Геологические запасы нефти, оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд. тонн. Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи на глубине 1,6--1,8 км. Начальный дебит скважин - до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80--0,82 г/смі, содержание серы 1,5--2,1 %.

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов.

Подземные воды горизонтов Д ₀ и Д ₁ по своим физико-химическим свойствам на территории Ромашкинского месторождения близки между собой, различие в свойствах по площадям несущественное. [18].

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д ₀ и Д ₁, свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод, о наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами.

Подземные воды терригенного девона существенно отличаются от пластовых вод верхних водоносных горизонтов. Подземные воды каменноугольной системы меньше минерализованы, в них меньше содержание кальция, больше содержание сульфатов и гидрокарбонатов. В газовом составе преобладает азот (до 75% об.), метана до 8,7%, углекислого газа до 1,6%.

Для закачки в пласты используется вода реки Камы. Вода пресная, гидрокарбонатно-сульфатно-кальциевая, плотностью 1000-1001,8 кг/м ³.

В изменении средних значений основных параметров нефти отмечается закономерность увеличения газосодержания с юга на север и, как следствие этого, увеличение объёмного коэффициента, уменьшение плотности и вязкости нефти. Различия в свойствах нефти между горизонтами Д ₀ и Д ₁ хотя и имеются, но обусловлены вариацией выборочных средних, то есть несущественны (таблица 1).

Таблица 1- Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти

Параметры	Средние значения по площадям
	Акташская	Ново-Елховская	Федотовская
Давление насыщения, МПа	8,26	8,24	7,84
Газосодержание, м 3/т	57,3	53,5	51,9
Пересчётный коэффициент	0,8787	0,8795	0,8849
Вязкость пластовой нефти, мПа·с	3,95	3,97	4,5
Плотность поверхностной нефти, кг/м 3Д 0	862	862	862
Д 1	861	863	863
Содержание серы, % вес	1,6	1,6	1,6
Содержание гелия в попутном газе	0,042%

Нефть терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения по основным характеристикам аналогична Ново-Елховского и Туймазинской: сернистая (0,5-2%), средне-парафинистая (1,5-6%), содержание фракций до 350⁰С (30-45%), маловязкая (до 4 мПа·с). Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м ³/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370 - 400 метров от устья.

Современный структурный план территории Ромашкинского месторождения является результатами неравномерных и неоднородных тектонических движений, происходивших на протяжении всего палеозоя, но окончательное его формирование обусловлено интенсивными инверсионными движениями в последнее время.[3].

На сегодняшний день у Ромашкинского месторождения создан достаточный потенциал для дальнейшего стабильного развития. Используемые технологии позволяют обеспечивать эффективную разработку сложных залежей, являющихся нерентабельными при использовании стандартных методов разработки и технологий нефтедобычи.

Основные технико-экономические показатели деятельности Ромашкинского месторождения за 2016-2020 гг. представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные технико-экономические показатели Ромашкинского месторождения за 2016-2020 гг.[17], тыс. руб.

Наименование показателя	2016	2017	2018	2019	2020	Отклонение 2020 г.к 2016 г.	темп прироста 2018г к 2016 г.
						в абсолютном выражении	в %-ах
Выручка	16174842,0	17029540,0	19703631,0	22451660,0	23319268,0	7144426,0	144,17	44,17
Валовая прибыль	8481155,0	7796176,0	8972135,0	7110378,0	10357860,0	1876705,0	122,13	22,13
Чистая прибыль	2966708,0	2503583,0	2844331,0	129412,0	1619682,0	-1347026,0	54,60	-45,40
Себестоимость продукции	13208134,0	14525957,0	16859300,0	22322248,0	21699586,0	8491452,0	164,29	64,29

Как видно, из таблицы 2 и представленных рисунков 5 и 6, чистая прибыль Ромашкинского месторождения за период с 2016 по 2020 гг. упала на 45,4% или же на 1,347 млрд. руб в абсолютном выражении. Стоит отметить, что за рассматриваемый период росла как выручка предприятия, за 2016-2020 гг., она выросла на 7,144 млрд. руб., так и себестоимость продукции выросла за этот период на внушительные 64,29% по сравнению с 2016 г.

Существенный рост этих показателей с 2016-2020 гг. объясняется с ростом добычи нефти ОАО "РИТЭК". Но надо признать, что рост выручки не поспевал за ростом себестоимости продукции в рассматриваемом периоде. Если в период с 2016-2018 гг. чистая прибыль, рассчитанная как разность между выручкой и себестоимостью, варьировалась в диапазоне между 2,5-3 млрд. руб., то в 2019 г. чистая прибыль равнялась всего 129,4 млн. руб. Объясняется такое резкое снижение чистой прибыли в 2019 году с наступлением финансового кризиса. Резкое снижение темпов экономического роста ведущих стран мира привело к снижению спроса на энергоресурсы, что в итоге еще и привело к снижению цен на нефть. В итоге нефтяные предприятия, в том числе и ОАО "РИТЭК", лишились большого объема денежных поступлений от продажи нефти. По мере выхода экономик ведущих стран из кризиса, можно с достаточной долей уверенности предположить, что спрос на энергоресурсы вырастет и прибыли нефтяных предприятий возрастут. Это в полной мере подтверждает 2020 год. Чистая прибыль в этом году составила приблизительно 1,62 млрд. руб.

2.2 Анализ планирование производственной программы на примере Ромашкинского месторождения

Исходными данными для расчета плана производства и реализации продукции нефтедобывающего предприятия служат проект разработки месторождений, спрос на нефть, производственные мощности на начало планового периода, план ввода и выбытия мощностей, а также мероприятий по улучшению использования производственных мощностей.

Производственная программа нефтедобывающего предприятия предусматривает:

- Планирование объемов добычи нефти и при наличии других компонентов (например, гелия, серы и др.) в натуральном исчислении;

- Планирование объемов производства и реализации продукции в стоимостном выражении;

- Планирование объема работ в эксплуатации;

- Планирование показателей использования фонда скважин.[16]

Добыча нефти подразделяется на валовую и товарную.

Валовая добыча (в тоннах) - вся добыча нефти. Валовая добыча включает товарную добычу и нетоварный расход, т.е расход на собственные нужды предприятия и потери.

Товарная добыча - разница между валовой добычей и нетоварным расходом, предназначена она для реализации сторонним потребителям- в переработку на НПЗ, жилищно-коммунальным конторам, буровым и другим предприятиям. На экспорт, свободный рынок др.

Характер работ и услуг настолько разнообразны, что в натуральном выражении их трудно, а порой и невозможно учесть в объемах валовой и товарной продукции. Эту задачу позволяют решить следующие показатели, выраженные в денежном исчислении:

Товарная продукция - товарная добыча нефти в денежной оценке (по действующим ценам предприятия) и стоимость работ и услуг, оказанных предприятием на сторону и своему капитальному строительству.

Валовая продукция - сумма валовой добычи нефти в денежной оценке (в неизменных ценах) и стоимость работ и услуг, оказанных предприятием на сторную и собственному капитальному строительству.

Реализуемая товарная продукция - товарная продукция, которая будет оплачена потребителем в планируемом году. Она включает продукцию отгруженную, но не оплаченную в предплановом году.

Объем работ в эксплуатации определяет фонд скважин предприятия, его изменение в планируемом периоде.

Основная часть скважин составляет эксплуатационный фонд, который включает действующие и бездействующие скважины. К действующему фонду относятся скважины, которые хотя бы несколько часов работали и давали продукцию в последнем месяце отчетного года (квартала). Действующий фонд включает две группы скважин: дающие нефть и остановленные в последнем месяце отчетного года (квартала). По принятой методике скважины, дававшие нефть, остановленные и вновь возвращенные в работу в предыдущем и последующем месяцах, на конец обоих месяцев числятся в действующем фонде.

К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыдущие годы.

Скважины эксплуатационного фонда подразделяются на старые (переходящие), т.е зачисленные в этот фонд до начала планового года, и новые, вводимые в эксплуатационный фонд в планируемом году.

Показатели использования фонда скважин:

1. объем работ в эксплуатации:

- Скважино-месяцы, числившиеся по эксплуатационному фонду скважин, характеризуют суммарное календарное время эксплуатационного фонда (в действии и бездействии).

Счэ = Sэ * Tчэ/720(30,4)

Где Сч - скважино-месяцы числившееся по эксплуатационному фонду

Sэ - количество скважин (действующих и бездействующих)

Tчэ- период когда скважины числились в эксплуатационном фонде (сутки или часы)

720(30,4) - часы или сутки в месяце для перевода в скв-мес.

- Скважино-месяцы, числившиеся по действующему фонду скважин, характеризуют суммарный календарный фонд времени действующих скважин:

Счд = Sд * Tчд/720(30,4)

Счд - скважино-месяцы числившееся по действующему фонду

Sд - количество действующих скважин

Tчд - период когда скважины числились в действующем фонде (сутки или часы)

720(30,4) - - часы или сутки в месяце для перевода в скв-мес

- Скважино-месяцы эксплуатации (отработанные) характеризуют суммарное время работы действующих скважин, т. е. время, в течение которого скважины дают продукцию. Время накопления жидкости при периодической эксплуатации относится к рабочему времени.

Сэ = Sд * (Tчд-Тост)/720(30,4)

Сэ- скважино-месяцы эксплуатации

Sд - число скважин действующего фонда.

Tчд - время, когда скважины числились по действующему фонду

Тост - среднее время остановок 1 скв.

720 - если время в часах, 30,4 - если время в сутках.

2. Показатели использования фонда скважин во времени:

- Коэффициент использования фонда скважин - это отношение суммарного времени работы всех скважин к суммарному календарному времени действующего фонда скважин

Киф= Сэ/ Счэ

Сэ(t+1)- скважино-месяцы эксплуатации

Счэ(t+1) - скважино-месяцы числившееся по эксплуатационному фонду

- Коэффициент эксплуатации скважин - отношение суммарного времени работы скважин к суммарному календарному времени действующего фонда скважин:

Кэ= Сэ/ Счд

Сэ(t+1)- скважино-месяцы эксплуатации

Счд(t+1) - скважино-месяцы числившееся по действующему фонду

3. Показатели производительности скважин (интенсивность отбора нефти из скважин).

Различают среднесуточные и среднемесячные дебеты. Среднемесячные определяются по скв-мес отрабоатанным и скв-мес числившимся по действующему фонду скважин.

- Среднесуточный дебит скважин (одной или группы) - это среднее количество нефти, добытое за сутки непрерывной работы скважины (скважин), определяется отношением общей добычи нефти (в тоннах) к количеству скважино-суток отработанных скважиной (или группой скважин) = SД*Тк за один и тот же период времени:

qс=QВ/SД*Тк = QВ/ССЭ

qс - среднесуточный дебет

QВ - объем добытой нефти

SД - кол-во скважин в эксплуатации

Тк - календарное время периода в сутках

ССЭ - скважино-сутки в эксплуатации

- Дебит (в тоннах или тыс. м 3) на один скв-мес. отработанный - среднемесячный (эксплуатации qСЭ) исчисляется отношением общей добычи нефти (газа) к числу скважино-месяцев эксплуатации:

qСЭ=QВ/СЭ

Аналогично при необходимости рассчитывается дебет скважин в расчете на скв-мес числившихся по действующему и эксплуатационному фонду.

qСЧД=QВ/СЧД qСЧЭ=QВ/СЧЭ

- Средний отбор нефти из пласта:

qотб=QВ/Тк

Использование фонда скважин во времени оценивается двумя показателями.

Коэффициент использования фонда скважин - это отношение суммарного времени работы всех скважин к суммарному календарному времени действующего фонда скважин:

Коэффициент эксплуатации скважин - отношение суммарного времени работы скважин к суммарному календарному времени действующего фонда скважин:

Коэффициент эксплуатации, характеризующий степень использования во времени наиболее активной части фонда скважин, имеет важнейшее значение при планировании и анализе результатов работы предприятия.

Интенсивность отбора нефти характеризуют дебиты скважин. Различают среднесуточные и среднемесячные дебиты, причем последние определяют по отношению к скажино-месяцам отработанным и скважино-месяцам, числившимся по действующему фонду скважин.

2.3 Производственная программа Ромашкинского месторождения на 2021

Производственная программа нефтедобывающего предприятия предусматривает:

- Планирование объемов добычи нефти и при наличии других компонентов (например, гелия, серы и др.) в натуральном исчислении;

- Планирование объемов производства и реализации продукции в стоимостном выражении;

- Планирование объема работ в эксплуатации;

- Планирование показателей использования фонда скважин.

- Используя методы математического моделирования, можно спрогнозировать добычу нефти в 2021 и последующих годах.

Исходя из представленного графика в 2021 г. в производственной программе Ромашкинского месторождения должна фигурировать цифра, приблизительно равная 3100 тыс. тонн нефти.

Анализируя, представленный ниже, можно сделать вывод, что выручка Ромашкинского месторождения будет расти и в производственной программе предприятия ее можно принять равной 23 000 000 рублей.

В 2021 году приоритетными направлениями деятельности Ромашкинского месторождения являются: наращивание сырьевой базы; рост энергоэффективности за счет внедрения энергосберегающих технологий; разработка и внедрение в производство инновационных разработок; обеспечение высокого уровня промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды. В 2021 году намечена активная геологоразведочная работа в районе Нижнекамского водохранилища. Одна из основных задач - получение первой промышленной нефти на Ромашкинского месторождения.

На месторождениях компании в 2021 году планируется добыть 2,8 млн. тонн нефти, ввести в эксплуатацию 53 добывающие скважины. Прирост извлекаемых запасов категории С 1 планируется в размере 3,2 млн. тонн.

Реализация "Программы утилизации попутного нефтяного газа" с помощью закачки газа в пласты позволит не только выполнять условия лицензионных соглашений, снижать выбросы парниковых газов в атмосферу, но и повышать нефтеотдачу пластов.

Развитие инновационной деятельности намечено по следующим направлениям:

- Разработка залежей баженовской свиты с помощью термогазового воздействия на пласт;

- Разработка залежей высоковязких нефтей с помощью циклического парогазового воздействия на пласт;

- Разработка залежей высоковязких нефтей с помощью термолиза монотоплива;

- Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти низкопроницаемых коллекторов с помощью водогазового воздействия на пласт;

- Замена асинхронных погружных электродвигателей на энергосберегающие вентильные электродвигатели.

- В 2021 году за счет внедрения технологий повышения нефтеотдачи и инновационных систем разработок запланировано добыть 3 млн. тонн нефти.

Заключение

В заключении следует отметить, что для Ромашкинского месторождения рост добычи за счет повышения эффективности операций ожидается, что Ромашкинского месторождения будет продолжать наращивать добычу нефти и попутного газа. Благодаря новейшим, в том числе уникальным собственным технологиям, компания имеет возможность постоянно повышать эффективность эксплуатации действующих месторождений, а также вводить в эксплуатацию недоступные при обычных технологиях запасы углеводородов.

Эффективная операционная деятельность обеспечивает сильные финансовые показатели. Компания по-прежнему является одной из самых эффективных в отрасли.

Планирование на предприятии в условиях рыночных отношений должно быть ориентировано на потребителя, носить прогнозный характер, поскольку базируется на неполной информации. В процессе планирования определяется глобальная цель развития предприятия, и все частные решения служат условием для достижения поставленной цели.

Предприятия нефтедобывающего комплекса организуют свою работу, используя большое число различных планов и программ. Программы развития предприятия, планы поставок нефти и нефтепродуктов, программы технического перевооружения, капитального ремонта, реконструкции, оптимизации производственных мощностей.

В целом, следует признать, что Ромашкинского месторождения динамично развивается и перспективы этой фирмы на рынке, в особенности в том сегменте, в котором она функционирует, благоприятные. На сегодняшний день у Ромашкинского месторождения создан достаточный потенциал для дальнейшего стабильного развития. Используемые технологии позволяют обеспечивать эффективную разработку сложных залежей, являющихся нерентабельными при использовании стандартных методов разработки и технологий нефтедобычи.

Список использованных источников

1. Федеральный закон Российской Федерации от 23 ноября 2010 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности" // Российская газета. 27 ноября 2020 г. Федеральный выпуск № 5050 (226).

2. Вакула Я.В. Нефтегазовые технологии. Учебное пособие. Альметьевск, 2017.

3. Гумеров А.Г., Борисов К.А., Козловский А.Ю. Внедрение энергосберегающих технологий в нефтипроводном транспорте нефти и нефтепродуктов // Нефтяное хозяйство. 2018. № 3. С. 85-88.

4. Гольянов А.И., Нечваль А.М., Михайлов А.В. Выбор рационального режима программы магистрального нефтепровода при заданном плане перекачки нефти//Проблемы нефтегазового комплекса России: тез. докл. Междунар. конф. Секция "Транспорт и хранение нефти и газа". Уфа, 2018С. 28.

5. Гольянов А.И., Гольянов А.А., Кутуков С.Е. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов//Проблемы сбора, подготовки и комплекса нефти и нефтепродуктов, 2017, 4 (110), с.156-170.

6. Злотникова Л.Г., Лопатина С.Г., Победоносцева Н.Н., Сергеева О.А., Шпаков В.А. Плпнирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Ч.2.: Учебное пособие. - М. : 1997, С. 37

7. Кутуков С.Е., Фридлянд Я.М., Шматков А.А. Влияние вязкости нефти на энергоэффективность перекачки по магистральным нефтепроводам // Нефтипроводный транспорт - 2017: тез. докл. XII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2017. С. 425-429.

...